一、概述：
野马寨公司 3×200MW 机组烟气脱硫装臵采用石灰石—石膏 湿法脱硫工艺，为保证脱硫系统故障时主机的安全运行，在原烟 道、净烟道之间设臵有旁路烟道及旁路挡板门。为严格履行国有 大型企业的社会责任，提高脱硫设施的投运率，实现脱硫设施与 主机同步运行， 确保旁路挡板封堵后机组安全， 遵照集团公司 《脱 硫设施旁路挡板门拆除及烟道封堵指导意见》 ，特制定本方案。
二、 基本情况：
1、烟道基本情况：
1、2、3 号炉原烟道长度分别为 37.55m、55.1 m、78.6 m， 净烟道长度分别为 50.8m、71.05 m、68 m，原烟道尺寸为：4900 ×6000×6mm，净烟道尺寸为：5000×5500×6mm，承压：±5000 Pa，脱硫系统无 GGH 烟气换热器，净烟道全部采用玻璃磷片树脂 进行防腐，防腐层厚度约为 3 mm。
2、无旁路烟道运行经验：
由于锅炉点火已采用小油枪配合投粉燃烧， 油烟的烟气量较 小，且已完成除尘器改为电袋复合除尘器，解决了锅炉启停时油 烟污染石膏浆液问题，目前已实现关闭旁路挡板启停机组。
为配合烟囱防腐，曾于 2010 年 10 月 25 日～2010 年 12 月 25 日 1 号机组 A 级检修期间，对 2、3 号脱硫系统 DCS 连锁逻辑 按照脱硫装臵故障、锅炉灭火预想进行修改后，临时封堵 2、3 号旁路挡板，2、3 号净烟气通过设臵在吸收塔顶的临时烟囱排 除，期间虽未出现脱硫系统故障情况，但对脱硫系统无旁路运行 积累了一定经验。
2011 年 3 月 22 日，3 号机组带 200MW 负荷运行，3 号增压 风机故障跳闸后，由于旁路挡板卡涩未连开出，锅炉炉膛负压波 动至+200Pa，锅炉运行人员将负荷减至 160MW 后，机组能稳定运 行，但在处理了增压风机故障、未开烟气旁路挡板、机组负荷在 160MW 情况下启动增压风机，出现过流保护动作跳闸。手动开出 旁路挡板，关闭增压风机入口静叶，增压风机启动正常。事后对 脱硫系统净、原烟道进行仔细检查未见异常。
2011 年 8 月 3 日，由于 3 号增压风机变频器室漏水，造成变频器故障，在旁路挡板关闭的情况下，机组带 130MW 负荷无增 压风机运行至 8 月 6 日。在消除增压风机故障、旁路挡板处于关 闭状态、机组负荷 105MW 时变频启动增压风机运行正常。
三、制定旁路封堵方案前试验：
为准确撑握烟气旁路挡板门封堵后， 机组在不同负荷情况下 增压风机跳闸对锅炉主机的影响、原烟气烟道压力变化情况、确 定烟道防爆装臵压力定值和测定增压风机跳闸后实现变频启动 对应的机组负荷值， 2012 年 1 月 29 日对 1 号机组按 115MW 和 于 150MW 两个负荷点进行了相应试验。
1、试验情况
(1)当机组负荷在 115MW 时，手动停运增压风机，炉膛负 压在 1 分钟内由-19Pa 上升至 229Pa，原烟气烟道压力在 1.5 分 钟内由 486Pa 升至 3138Pa，净烟道压力 692Pa 基本保持不变， 增压风机入口压力 9Pa 升至 2696Pa，增压风机静叶开度由 95% 开至 100%。用变频方式启动增压风机运行正常，原烟气烟道压 力最大增至 3569Pa，增压风机入口压力增至 3121 Pa，检查原烟 道正常无破损。
(2)当机组负荷在 150MW 时，手动停运增压风机，炉膛负 压在 1 分钟内，由-29Pa 升至 210Pa，原烟气烟道压力在 50 秒内 内由 491Pa 升至 3379Pa，净烟道压力 884Pa 基本保持不变，增 压风机入口压力 19Pa 升至 2982Pa，增压风机静叶开度由 86%开 至 100%，用变频方式启动增压风机运行正常，原烟气烟道压力 最大增至 3802Pa，增压风机入口压力增至 3387 Pa，检查原烟道 增压风机入口膨胀节破损约 1m。
2、试验结论：
(1)机组负荷在 115MW 和 150MW 时增压风机跳闸，原烟气 烟道压力分别为 3138Pa 和 3379Pa，两种工况下，烟道压力增加 了 241 Pa;在变频启动增压风机后，原烟气烟道压力最高值分 别为 3569Pa 和 3802Pa，烟道压力增加了 233 Pa。虽因增压风机 入口膨胀节破裂，机组负荷在 200MW 时增压风机跳闸试验未做， 但依据 115MW 和 150MW 负荷下的试验数据， 初步推算机组负荷在 200MW 时若增压风机发生故障停运，原烟气烟道压力可增至 4000Pa 左右，若此时将负荷降至 150MW 以下可安全启动增压风 机，不会造成设备及烟道损坏。
(2) 运行中当发生增压风机故障时， 可维持机组负荷在 150MW以下运行。此时不会影响到机组、脱硫设施和烟风道的安全，当 故障处理完后，恢复增压风机运行。
三、封堵旁路挡板方案：
1、将增压风机入口烟道膨胀节更换为承压±7000Pa 左右的 膨胀节。
2、针对在增压风机故障跳闸后重新启动运行，原烟气烟道 压力比增压风机故障跳闸后的压力升高约 500Pa 的试验结论， 修 改规程，确保一旦发生增压风机故障跳闸，在重新启动运行前将 原烟气烟道压力调整到 3200Pa 以下。
3、改接浆液循环泵电源：
目前，5 台浆液循环泵电源均取至对应的脱硫 6kV 各供电段 母线，各段母线之间通过分段开关连接，分段开关设臵有备用电 源自投装臵， 为避免因某段电源故障导致吸收塔浆液循环泵全部 停运，造成机组停运，将 2 号脱硫装臵 A、D 浆液循环泵电源保 留在脱硫 6kVII 段，将 C 浆液循环泵改接至脱硫 6kVI 段，将 B、 E 浆液循环泵改接至脱硫 6kVIII 段;将 1 号脱硫装臵 A、E 浆液 循环泵电源保留在脱硫 6kVI 段，将 B、C 浆液循环泵改接至脱硫 6kVII 段，将 D 浆液循环泵改接至脱硫 6kVIII 段;将 3 号脱硫 装臵 C、A 浆液循环泵电源保留在脱硫 6kVIII 段，将 E 浆液循环 泵改接至脱硫 6kVII 段， B、 浆液循环泵改接至脱硫 6kVI 段; 将 D 为减少 6kV 电缆，考虑在脱硫 6kV 开关室增加电缆转接箱，不全 部重新敷设 6kV 电缆。
4、增加原烟气烟道防爆装臵：
为确保脱硫系统增压风机故障跳闸后原烟气烟道安全， 在原 烟气烟道上增加防爆门，防爆门按尺寸 800mm×800mm 设计，防 爆门压力按±4500Pa。同时在原烟气烟道上安装 3 台压力变送 器，变送器量程按±5000Pa 设计，将压力信号送至脱硫 DCS 系 统。
5、检查恢复吸收塔入口事故喷淋减温装臵：
脱硫系统原烟道事故喷淋减温装臵是按机组满负荷正常运 行、入塔烟温小于 70℃进行设计的。检查恢复方案：减温水取 至主机工业冷却水和消防水系统，采用气动快开门，气源取至脱 硫仪用压缩空气系统，装臵信号、控制电源取至脱硫保安段或脱 硫 UPS 电源，事故喷淋水直接流入吸收塔内。
6、改接吸收塔搅拌器电源：
目前，工艺水泵、增压风机油泵、除雾器冲洗水泵电源已取 至脱硫保安段，但吸收塔搅拌器电源取至脱硫 400V 工作段，须 改接至脱硫保安段。
7、增压风机静叶及增压风机变频器：
增加增压风机变频器自动旁路硬件功能，并改造增压风机静 叶。
8、对 1、2、3 号吸收塔分别增设一套管径为φ108×5mm 石 灰石浆液供浆系统，并将 1、2 号石灰石浆液箱并联运行，以确 保吸收塔石灰石浆液的供给。
9、DCS 逻辑改造：
FGD 跳闸触发锅炉 MFT。触发条件(任一):
1)浆液循环泵全停。
2)净烟气温度高于 75℃，延时 15 秒。
需取消的逻辑：
1)增压风机润滑油压力低跳闸取消改作报警。
2)吸收塔液位低跳浆液循环泵改作报警。
3)增压风机跳闸后相关烟气挡板的动作逻辑取消。
4)增压风机任一推力轴承温度高于 95℃联锁跳闸取消改为 报警;
5)增压风机任一滚子轴承温度高于 95℃联锁跳闸取消改为 报警;
6)增压风机电机轴承温度 1 或 2 高于 70℃联锁跳闸取消改 为报警;
需增加的逻辑：
1)满足以下四个条件之任一条件联锁开事故喷水减温气动 门：
A、浆液循环泵全停且原烟气温度高于 60℃，发脉冲指令联 锁开;
B、增压风机跳闸且净烟气温度高于 60℃联锁开;
C、仅有一台浆液循环泵运行且净烟气温度高于 60℃联锁开;
D、原烟气温度高于 150℃。
2)压风机 QF 开关跳闸信号送入主机 DCS 系统。
3)组“脱硫异常”报警硬光字牌及 DCS 画面四个软光字牌增 加以下四个条件，分别是：
A、机组脱硫只剩一台浆液循环泵运行;
B、机组脱硫塔进口原烟气温度高于 150℃;
C、机组脱硫塔出口净烟气温度高于 60℃;
D、增压风机 QF 开关跳闸。
4)炉启动点火前必须保证规定的“点火许可条件”被满足， 即：浆液循环泵至少运行 2 台。
10、封堵旁路挡板：
使用保温砖在旁路挡板处对烟道进行全封堵，封堵厚度不低 于 240mm，同时对封堵墙体进行防腐处理，并取消旁路挡板执行 器及控制系统，取消电缆、行程开关、DCS 通道等，旁路烟气挡 板全关，原烟气挡板全开焊死，净烟气挡板全开。